Надежкин Дмитрий Владимирович

Глава 8. Биомаркерный анализ поверхностных образцов УВ и их сравнение с составом УВ в месторождениях и в битумоидах майкопских пород.

Исследования показали, что нефти из месторождений Субботина (глубина залежи 2260-2454 м), ЮМГ (3168-3170 м) и Чумаковское (3448-3458 м) не подвергались биодеградации. Этот вывод хорошо согласуется с литературными данными (Peters et al., 2005), согласно которым биодеградация протекает в среде, где температура не превышает 80оС, что, как правило, соответствует глубине менее 2000 м.

Нефти из месторождений Семеновское (190-310 м), Приозерное (450-550 м), Супса (70-360 м) и поверхностных нефтепроявлений Горностаевое и вулкана Нефтяной (Таманский полуостров) характеризуются почти полным отсутствием н- и изоалканов. На примере проб из месторождения Приозерное и находящегося вблизи Горностаевского нефтепроявления, имеющих одинаковый биомаркерный состав, можно сделать вывод, что нефть подвергается первичной биодеградации уже в залежи и поступает на поверхность в измененном виде.

В нефтях из нефтепроявлений в глубоководье Черного моря влияние микробиальных процессов отразилось не только на н- и изоалканах, но и на стерановых и гопановых УВ. Причем нефти из нефтепроявлений горы Печори, горы Иберия и нефтяного сипа Колхети, характеризующиеся одинаковым распределением биомаркеров, биодеградированы в разной степени. Увеличение степени микробиального воздействия выражено в уменьшении концентраций стеранов и изостеранов (C₂₉:C₂₈:C₂₇, соответственно) и в заметном преобладании норгопана Н29 (17α,21β(Н)-30-норгопан) над гопаном Н30 (17α,21β(Н)-гопан) на массфрагментограме (m/z 191) пробы из нефтяного сипа Колхети.

Наибольшее влияние гипергенных процессов и микробиального воздействия отмечено в пробе битума из нижнеолигоценовых песчаников мацестинской свиты майкопской серии.

Таким образом, для всех проб нефтей из неглубоких залежей (до 550 м), нефте- и битумопроявлений установлено полное отсутствие н- и изоалканов. В этом случае для расчета индексов и установления генетических связей между нефтями и ОВ использовались распределения три-, тетра-, пентациклических терпанов (m/z 191), стеранов (m/z 217), изостеранов (m/z 218) и перегруппированных стеранов (m/z 259).

Индоло-Кубанский и Керченско-Таманский прогибы.

Пробы нефти из месторождений Приозерное, Субботина и Горностаевского поверхностного нефтепроявления (N 2, 3, 4) имеют очень близкий биомаркерный состав. Распределение стеранов и изостеранов в этих образцах (среднее: αααC₂₇:C₂₈:C₂₉ = 44:28:28, αββC₂₇:C₂₈:C₂₉ = 35:32:33) указывает на то, что они были образованы из гумусово-сапропелевого ОВ с преобладанием морской составляющей. Для пробы из месторождения Субботина эти выводы также подтверждаются составом н-алканов - преобладание соединений в низкомолекулярной области.

Стоит также отметить, что месторождение Приозерное и Горностаевское поверхностное нефтепроявление располагаются на северном борту Керченско-Таманского прогиба, а месторождение Субботина на южном (рис. 1). Учитывая полученные данные о генетическом родстве этих нефтей, можно сделать вывод, что очаг генерации приурочен к Керченско-Таманскому прогибу.

Используя данные биомаркерного анализа можно оценить возраст нефтематеринской толщи для этих нефтей. Так как залежь месторождения Приозерное приурочена к среднемиоценовым отложениям, а залежь месторождения Субботина - к олигоцену, то верхним возрастным приделом, в случае отсутствия вертикальной миграции УВ направленной вниз, является олигоцен. Нижним пределом можно считать туронский ярус верзнего мела, так как во всех этих пробах идентифицирован С₂₅ Т-образный изопреноид.

Таким образом, выбор сужается до кумской свиты верхнего эоцена и хадумской свиты майкопа, которые в пределах Северного Предкавказья обладают высоким нефтематеринским потенциалом (Фадеева, 1973, 2002; Геодекян и др., 1985; Баженова и др. (Bazhenova et al.) 1997, 2002, 2003, 2006; Сен-Жермес и др., 2000а, 2000б; Петриченко, 2000, 2001; Дистанова, 2007; Nadezhkin, 2011). Так как в битумоидах пород верхнего эоцена Т-образный изопреноид не был идентифицирован (Дистанова, 2007), можно утверждать, что эти нефти сформированы нижнеолигоценовыми породами.

Этот же компонент был идентифицирован в нефтях из месторождений Семеновского, ЮМГ, Чумаковское и из нефтепроявления на поверхности (грязевой вулкан Нефятной, Таманский полуостров). Таким образом, установлено, что все они образованы нижнеолигоценовыми породами. В целом биомаркерный состав всех этих проб ненамного отличается. Более подробные результаты их изучения, позволившие проследить изменение органического вещества нефтематеринской толщи, изложены в диссертационной работе.

Туапсинский прогиб и Сочи-Адлерская депрессия

В пределах этой области для изучения были выбраны нефть из грязевого вулкана Нефтяной, находящегося на дне Черного моря, и битум из мацестинской свиты (олигоцен) майкопской серии.

Как показали исследования, УВ из подводного нефтепроявления претерпели биодеградацию. В них практически полностью отсутствуют н-алканы, а также ациклические изопреноиды. В тоже время, биодеградация в разной степени повлияла на полициклические соединения в нефтях, находящихся в свободном состоянии, и насыщающих глинистые обломки сопочной брекчии. Нефти в свободном состоянии испытали гораздо большее воздействие, - биодеградацией затронуты полициклические УВ (стераны). В нефтях, насыщающих сопочную брекчию, распределение стерановых УВ сохранилось.

В пробе отмечается низкое содержание трициклических терпанов (хейлантанов) по сравнению с пентациклическими терпанами. В распределении пентациклических терпанов (гопанов) характерно преобладание Н30 (17α,21β(Н)-гопана) над остальными компонентами и H27(Ts) 18α(H)-триснорнеогопана - над H27(Tm) 17α(H)-трисноргопаном.

В составе стеранов присутствуют регулярные, диа- и изостераны. Распределение регулярных и изостеранов (αααC₂₇:C₂₈:C₂₉ = 39:35:26, αββC₂₇:C₂₈:C₂₉ = 31:38:30), а также наличие С30 пропилхолестана свидетельствует о морском типе ОВ нефтематеринских отложений. Присутствие диастеранов и низкие содержания тетрациклического терпана Т24 указывают на возможный глинистый характер НМТ для этой нефти.

Показатели зрелости нефти Ts/(Ts+Tm)*100 (58,58), С29 ββ/(ββ+αα)*100 (36.64) и С29 αα S/(S+R)*100 (35.12) указывают на то, что нефтематеринская толща находилась на градации катагенеза (МК1-МК2) в момент генерации.

В углеводородном составе этой нефти также идентифицирован Т-образный изопреноид С25

Все вышеперечисленные признаки свидетельствуют о том, что эта нефть образована нижнеолигоценовыми породами, выходы на поверхность которых изучены в Сочи-Адлерской депрессии. Пиролитические исследования, приведенные в данной работе, подтверждают высокий нефтематеринский потенциал этих отложений в пределах суши.

Защищаемое положение 2: нижнеолигоценовая часть разреза майкопских пород характеризуется специфическими геохимическими чертами. Это дает возможность идентифицировать генетически связанные с ними углеводороды.

В таком случае, сравнение состава стеранов в нефти из грязевого вулкана Нефтяной и в битумоидах нижнеолигоценовых пород, обнажающихся в Сочи-Адлерском районе, дает возможность проследить изменение состава ОВ. В направлении от суши к цетру Таупсинского прогиба возрастает концентрация С27 5α,14α,17α(Н)-холестана 20R и уменьшается - С29 5α,14α,17α(Н)-этилхолестана 20R. Подобное изменение концентраций этих компонентов, свидетельствует о том, что в направлении центра Туапсинского прогиба в составе ОВ возрастает доля остатков морских организмов.

Принимая во внимание, что в разрезе нижнего олигоцена в Сочи-Адлерской депрессии выделяется хостинская свита, в составе которой выделяются многочисленные песчаные прослои, - можно ожидать скоплений УВ в Туапсинском прогибе в песчаниках данной свиты.

В составе алифатической фракции битума из нижнеолигоценового битуминозного песчаника, вследствие сильного воздействия гипергенных процессов и биодеградации, преобладают гопановые УВ. На масс-фрагментограме (m/z 191) удалось идентифицировать три-, тетра- и пентациклические гопаны. Максимум в распределении приходится на Н29 (17α,21β(Н)-30-норгопан). Также отмечается преобладание H27(Tm) 17α(H)-трисноргопана над H27(Ts) 18α(H)-триснорнеогопаном и наличие тетрациклических терпанов Т24 и Т25. Среди стерановых УВ отмечено присутствие лишь диастеранов С27 и С29. Бедность углеводородного состава не позволяет проводить каких-либо сравнений или корреляций.

Гурийский прогиб

В целом состав три-, тетра- и пентациклических терпанов проб нефтей из подводных гор Печори и Иберия и нефтяного сипа Колхети (пробы N 10, 11, 12) не отличается друг от друга. На масс-фрагментограмах m/z 191 наблюдается наличие пентациклических терпанов Н27-Н35 с максимумом на Н30 (за исключением пробы N12, нефтяной сип Колхети). Во всех образцах отмечается преобладание H27(Ts) 18α(H)-триснорнеогопана над H27(Tm) 17α(H)-трисноргопаном и наличие тетрациклического терпана Т24. Для всех образцов из Гурийского прогиба отмечено повышенное значение олеананового индекса (oln/H30).

Также на масс-фрагментограме m/z 191 идентифицирован компонент, имеющий сходную с Т24 тетрациклическим терпаном молекулярную массу М⁺ = 330Da и спектр. Данный компонент (условно обозначен Т24') характерен для всех нефтей из Гурийского прогиба, и его концентрация превосходит T24. В ходе обработки результатов отмечено, что концентрация Т24' пропорциональна содержанию олеанана и, скорее всего, этот компонент связан с привносом в бассейн седиментации ОВ высших растений.

В распределении стеранов морских проб максимум приходится на диастераны С27, так как регулярные и изостераны удалены в процессе биодеградации.

Таким образом, нефти были сгенерированы единой нефтематеринской толщей глинистого состава и содержащей смешанное гумусово-сапропелевое ОВ с преобладанием континентальной составляющей. В залежи нефти подверглись первичной биодеградации, затем по путям миграции достигли поверхности морского дна. Здесь они повторно подверглись биодеградации и были изменены в разной степени.

Наименьшее влияние биодеградации проявилось в пробе нефти из подводной горы Печори, поэтому именно она выбрана для с сравнения с нефтью из месторождения Супса.

Нефть из месторождения Супса характеризуется отсутствием н- и изоалканов. В алифатической фракции преобладают моно и бициклические алкановые соединения (нафтены).

На масс-фрагментограме m/z 191 наблюдается присутствие три-, тетра- и пентациклических терпанов. Среди пентациклических терпанов максимум приходится на Н30 гопан. Концентрации трициклических терпанов и гомогопанов малы по сравнению с Н30. Также как и в морских пробах, здесь отмечено наличие эпимера тетрациклического терпана Т24', концентрация которого превосходит Т24.

На масс-фрагментограме m/z 217 (218) максимум приходится на регулярные стераны. Распределение регулярных и изостеранов (αααC₂₇:C₂₈:C₂₉ = 35:32:33, αββC₂₇:C₂₈:C₂₉ = 27:38:35) указывает на исходный смешанный гумусово-сапропелевый тип ОВ.

Также в этой нефти удалось идентифицировать Т-образный изопреноид С₂₅HBI.

Таким образом, сравнение нефти из подводного нефтепроявления Печори и из месторождения Супса показывает, что они обладают общими характерными чертами: низкие концентрации три- и тетрациклических терпанов по отношению к Н30, наличие Т24'. Разница заключается в том, что нефть из месторождения Супса характеризуется наличием моно- и бициклических нафтенов и Т-образного изопреноида, более высоким содержанием Н30 по отношению к другим терпанам, преобладанием регулярных стеранов над диастеранами. Но абсолютно все перечисленные различия могут нивелироваться воздействием биодеградации.

То есть с определенной долей уверенности можно утверждать, что все изученные нефти из Гурийского прогиба образованы олигоценовыми породами, находящимися на градации катагенеза не ниже МК1-МК2, содержащими ОВ смешанного гумусово-сапропелевого состава.

Защищаемое положение 3: основной нефтегенерирующей толщей на изучаемой территории являются высокопотенциальные породы нижнего олигоцена.